新疆电力中长期交易实施细则(试行)：售电企业可代理电力用户参与跨省跨区交易

(三)电量互保交易：是指发电企业之间、电力用户之间以及售电公司之间事前签订符合交易要求的协议，因特殊原因协议相关方无法履行合同电量时，经电力调度机构安全校核通过后，可由其他协议主体代发(代用)部分或全部电量的交易，参与交易的市场主体需在事前进行确认;

(四)跨省跨区交易：是指符合准入条件的发电企业、售电公司、电力用户、电网企业等市场主体，通过自主协商、集中竞价等市场化方式，与不同省级电网的其他市场主体开展的多年、年、季、月及月内多日(含周交易，下同)交易;

(五)预挂牌月平衡交易：是指通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序和下调机组调用排序，每月最后 7 日开始执行;

(六)预挂牌日平衡交易：是指通过预挂牌方式确定次月上调机组调用排序和下调机组调用排序，当系统实际用电需求与系统日前计划存在偏差时，按日进行调用;

(七)电力辅助服务交易：是指为保障电力系统安全稳定运营需要的调频、自动发电控制、备用、调峰、无功调节、自动电压控制及黑启动等电力交易。根据市场需求和技术条件分阶段逐步开展。

第二十六条 电力市场交易按交易期限原分为多年、年度、季度、月度、月内多日交易(不含日前、日内现货交易)。现阶段主要按照年度和月度开展，如有特殊需求的，也可以根据实际情况开展年度以上、季度或者月内多日交易。多年交易需分解到年度，年度、季度交易需分解到月度，月度交易及月内多日上交易可分解到日。

第二十七条 合同电量转让交易主要按月度开展，其他交易主要按年度、月度开展。部分交易可在条件成熟后逐步过渡到日前开展，电力交易的周期、品种原则上不进行调整。

第二十八条 电力中长期交易组织方式包括双边协商交易、集中竞价(撮合)交易、挂牌交易等，各类交易按照本细则组织开展，具体组织时结合交易公告执行。

(一)双边协商交易：指市场主体之间自主协商交易电量(电力曲线)、电价，形成双边协商交易的初步意向后(新能源企业需打捆参与)，通过电力交易平台进行申报，经相关方确认和电力调度机构安全校核后形成交易结果。协商是主要的交易方式。鼓励交易双方按峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)进行协商交易。

(二)集中竞价(撮合)交易： 指所有市场主体通过电力交易平台申报电量、电价等信息，以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报，电力交易机构按照事先确定的规则进行市场预出清，经电力调度机构安全校核后，形成交易结果。鼓励大用户整合内部用电负荷或售电公司整合已准入的电力用户将用电负荷进行峰、平、谷段电量(或按标准负荷曲线)集中竞价(撮合)交易。

1.集中竞价(撮合)可以采取高低匹配、边际出清等方式进行。其中，发电企业的申报按照分机组(或同一发电厂整体)申报、电力用户按照分电压等级的户号申报、售电公司代理用户分别进行申报(后续可逐步过渡至整体申报);电量、电价可分段进行申报;

2.符合准入条件的新能源机组(含风电、光伏、水电等)可参加集中竞价(撮合)交易，并应分别进行出清，实现新能源、水电和火电打捆交易。

(三)挂牌交易：指市场主体通过电力交易平台，提出售电(发电侧)、购电(用电侧)合同的电量、电价等申请信息，电力交易机构根据市场情况向所有符合条件的市场主体发布挂牌交易公告及交易合同事项，将购、售电市场主体的电量和价格等信息对外发布要约，由符合资格要求的另一方提出接受该要约的申请，并得到相关方确认，电力交易机构按照事先确定的规则进行市场预出清，经电力调度机构安全校核后，形成出清结果。当安全校核未通过时，由电力交易机构对相关交易进行调减：按照交易申报时间依序成交的，按申报时间逆序调减;按交易申报电量等比例成交的，按中标电量等比例调减。挂牌交易可采用以下两种方式进行。

方式一：交易组织时，按照供方或需方挂牌对外发布要约，由符合资格要求的另一方(或多方)提出接受该邀约的申请，按照市场规则进行交易出清的交易组织方式。

方式二：交易组织时，按照供需双方同时进行 1 次挂牌对外发布要约(双边挂牌)，由符合资格要求的另一方(或多方)提出接受该邀约的申请，在交易参与各方成交前(或闭市前)可以调整 1 次挂牌价格(间隔在 10 分钟以上)，经两轮挂牌后双方最后共同确认成交，按照市场规则进行交易出清的交易组织方式。

挂牌交易可以采用两种方式成交：一是已达到开市前约定的闭市时间，出现已确定的交易电量未超过挂牌电量时，则按照申报的交易电量成交，出现已确定的交易电量超过挂牌电量时，则按交易申报电量等比例成交;二是已达到挂牌交易电量对应的时间，即交易申报电量达到挂牌交易电量时，自动关闭电力交易平台申报，并按照交易申报时间依序成交，直至挂牌电量全部成交或达到开市前约定的闭市时间。

第二十九条 年度直接交易原则上允许按照扣除相应发电容量方式执行，具体由新疆电力市场管理委员会每年 11 月下旬提出建议，报国家能源局新疆监管办公室和自治区经信委批准后执行。发电容量在年度交易时扣除，月度交易时不再扣除，参与跨省跨区外送电交易的不扣除容量。

第三十条 现货市场启动前，电网企业可以代理未进入市场的电力用户参与跨省跨区交易，售电企业可以代理符合准入条件的电力用户参与跨省跨区交易，电网企业、发电企业可以代理小水电企业、风电企业等参与跨省跨区交易，由市场主体自主决定。

第五章 价格形成机制

第三十一条 电力中长期交易的成交价格(出清后电价)由市场主体通过自主协商、集中竞价(撮合)、挂牌交易等市场化方式形成;优先发电电量中非市场化电量执行政府批复价格。

第三十二条 电力直接交易输配电价按照经国家核定的新疆电网输配电价执行;已核定输配电价但未覆盖电压等级的电力用户(含局域电网、趸售用户)，可采取电网购销差价不变的方式执行，但须事先获得价格管理部门批准，政府性基金及附加按国家有关规定执行。

第三十三条 对拥有配电网运营权的售电公司，其配电电价和输电电价未单独核定前，可暂按趸售电价顺推方式执行或按输配电价计算到局域电网出口处(产权分界点处)执行;价格管理部门核定标准后，按核定标准执行。

第三十四条 合同电量转让交易价格为实际转让成交价(含跨省跨区输电费和网损)，不影响出让方原有合同的价格和结算。新疆区域内合同电量转让不收取输电费和网损;跨省跨区合同转让(不含电力援疆电量合同)应按潮流实际情况,另行支付输电费和网损。

第三十五条 新能源替代自备电厂调峰交易中新能源发电企业电价按交易出清电价执行，自备电厂所属企业下网替代电量电价按原下网电度电价扣除新能源出清电价与标杆电价的差值后执行，或按新能源发电企业出清电价加上核定的输配电价执行，其他容量电价等维持不变。

第三十六条 电量互保交易，由发电企业之间、售电公司之间、电力用户之间签订电量互保协议，按照合同约定的价格结 22 算。

第三十七条 新能源打捆交易(含双边、集中和挂牌)可分别进行申报价格(协商)、排序和出清，但新能源打捆比例应按照已确定比例执行，原则上不超过上一年新疆电网购电量中新能源占比，并预留一定的新能源保障性收购比例。

第三十八条 参与直接交易的峰谷电价电力用户，可以继续执行峰谷电价，直接交易电价作为平段电价，峰、谷电价按现有峰平谷比价计算，电力用户不参与分摊调峰费用;也可以按直接交易电价结算(即全部执行平段电价结算)，电力用户通过辅助服务考核与补偿机制分摊调峰费用或者直接购买调峰服务。电力用户侧单边执行峰谷电价造成的损益单独记账，在今后电价调整中统筹考虑。采用发用电调度曲线一致方式执行合同的电力用户，不再执行峰谷电价，按直接交易电价结算。

第三十九条 双边协商交易，价格按照合同约定执行，原则上不进行限价，特殊情况可由新疆电力市场管理委员会商议确定交易价格区间或采取事前集合竞价确定，报国家能源局新疆监管办公室及地方电价管理部门批准后执行。

第四十条 集中竞价(撮合)交易，按照边际电价出清法或高低匹配电价出清法计算后确定;集中竞价(撮合)交易中，为避免市场操纵及恶性竞争，可以对报价或者结算价格设置上限;鉴于现阶段新疆区域发电能力明显大于用电需求，也可对报价或者结算价格设置下限。即分别设立发电企业报价区间和电力用户报价区间，报价区间可由新疆电力市场管理委员会确定或采取事前集合竞价确定，报国家能源局新疆监管办公室及地方电价管理部门批准后执行。

(一)边际电价出清法：

1.边际电价出清法中所有成交电量均采取统一价格进行出清;

2. 发电企业、电力用户、售电公司申报截止后，电力交易机构根据交易公告，考虑输配电价、网损、政府性基金及附加，将申报的购、售电价格统一折算到同一个交易关口，形成折算后的购电方报价和售电方报价;

3.折算后的购电方(用户侧)报价由高到低排序形成购电方申报曲线，价格相同时按其申报电量的比例分配成交电量;

4.折算后的售电方(发电侧)报价由低到高排序形成售电方申报曲线。价格相同时，按照“新能源优先，节能环保优先”的原则排序;当以上条件均相同时，按其申报电量的比例分配成交电量;

5.当购电方申报曲线(含电量、电价、时间等要素)与售电方申报曲线有交叉，交叉点对应的价格为边际出清价格。折算后的售电方报价低于边际出清价格的申报电量，折算后的购电方报价高于边际出清价格的申报电量均成交。如果等于边际出清价格的购电方申报电量与售电方申报电量不相等，按照较小的申报电量成交;

6.当购电方申报曲线与售电方申报曲线没有交叉，且购电方报价始终大于售电方报价时，成交总电量为购电方与售电方申报总电量的较小者。边际出清价格为依据购、售电方报价的差值系数 K 值确定(或按照成交电量中折算后的购电方报价的最小值与折算后的售电方报价的最大值的算术平均值确定)，K 值在 0-1 24 之间(根据购售电方的供需情况事先在公告中予以确定)。差值系数经新疆电力市场管理委员会讨论通过并报国家能源局新疆监管办公室和地方电力管理部门备案后执行;当购电方申报曲线与售电方申报曲线没有交叉，且折算后的购电方报价始终小于折算后的售电方报价时，没有成交电量。

7.购电侧也可采取把成交电厂等效成一个电厂，成交用户等效成一个用户，电厂售出电价价差为 A，用户期望电价价差为 B，用户成交电价 M 为： M=B+(A-B)/2=(A+B)/2 ;

8.根据边际出清价格，考虑交易关口、输配电价、网损、政府性基金和附加，分别形成购电出清价格和售电出清价格;

9.拥有配电网运营权的售电公司(含局域电网等)或该区域内电力用户，可采用价差传导方式：一是购电方申报与现行目录电度电价的价差和购电电量，售电方申报与其上网电价的价差和售电电量;二是电价下浮为负，电价上浮为正;三是将购电方申报价差由高到低排序，售电方申报价差由低到高排序，排序原则与一般报价的原则一致;四是按市场边际成交价差作为全部成交电量价差，统一出清;五是若购电方与售电方边际成交价差不一致，则按两个价差的算术平均值执行;

10.对于已批复输配电价地区，可采用输配电价方式组织交易，其扣减输配电价等后计算方法相同，已单独批复配电价格的区域不再执行价差传导方式。

(二)高低匹配电价出清法：

1.购电方、售电方申报价格(差)配对形成竞争交易价格(差)进行出清;

2.申报截止后，电力交易机构根据交易公告，将发电企业、电力用户、售电公司申报的购电价格、售电价格，考虑输配电价、政府性基金及附加后折算到同一个交易关口，形成折算后的购电方报价和售电方报价;

3.比较折算后的购电方报价的最高值与折算后的售电方报价的最低值。一是若折算后的购电方报价高于或等于折算后的售电方报价则匹配成交，成交价格为配对双方报价的算术平均值(或根据两者的一定比例确定)，成交电量为购电方与售电方申报电量的较小值，由此确定交易对象、成交电量、执行时间等合同要素;二是在剩余未匹配的购售申报中，按以上原则进行交易匹配，直到所有申报购电量(或售电量)均已成交或折算后的购电方报价的最高值低于折算后的售电方报价的最低值为止;

4.对于折算后的报价相同的购电申报和报价相同的售电申报，按照边际电价法的排序原则进行排序，并确定成交优先顺序;

5.拥有配电网运营权的售电公司(含局域电网等)或该区域内电力用户，可采用价差传导方式组织交易。一是购电方申报与现行目录电价的价差，售电方申报与其上网电价的价差，电价下浮为负，电价上浮为正;二是将售电方申报价差由高到低排序，购电方申报价差由低到高排序，排序原则与一般报价的原则一致;申报价差较大的售电方与申报价差较小的购电方依次成交，形成竞价交易价差对，即价差对=购电申报价差-售电申报价差;三是价差对为正值时，价差对大者优先成交;价差对为零值时，按申报电量比例确定成交电量;价差对为负值时，不能成交，即购电成交价=购电申报价-K1×价差，售电成交价=售电申报价-K2 ×价差，其中，K1、K2 为比例系数，K1+K2=1。随着市场发展，比 26 例系数可视情况调整，经新疆电力市场管理委员会讨论通过并报国家能源局新疆监管办公室和地方电力管理部门备案后执行;

6.报价撮合预出清后，电力交易机构根据出清结果确定各中标市场主体的交易电量和电价，形成无约束交易结果提交相应调度机构进行安全校核后形成最终成交结果，无约束交易结果不体现撮合配对情况;

7.对于已批复输配电价地区，可采用输配电价方式组织交易，其扣减输配电价等后计算方法相同，已单独批配电价格的区域不再执行价差传导方式。

第四十一条 挂牌交易电价出清法：

(一)挂牌交易启动后，参与挂牌交易的市场主体在规定的时间段内按照交易公告约定的交易要素申报交易意向。在条件允许的情况下，市场主体可采用购、售电需求时间和电力曲线申报方式;

(二)市场主体申报总电量不得超过挂牌交易上限，售电方应考虑其完成合同电量后的交易电量不超过其自身发电能力;

(三)购、售双方按照规则申报交易电量意愿，挂牌交易闭市后，电力交易机构交易电量意向进行汇总，形成无约束交易出清结果;

(四)经相应调度机构对无约束交易出清结果进行安全校核，形成交易结果，交易结果由电力交易机构发布，挂牌交易出清价格为挂牌方的挂牌价格。

第六章 交易组织

第一节 概述

第四十二条 各类交易按照本实施细则组织开展，具体组织时结合交易公告执行。其中，合同电量转让交易根据需求，在组织年度、月度交易时，随双边协商交易、集中竞价(撮合)一并开展或分别开展。

第四十三条 电力市场的交易组织模式、交易规模、交易时间、准入成员、出清规则、结果发布时间均需在交易组织前公示。交易的申报和出清均在全过程数字加密下进行，严禁任何单位、组织、个人在交易进行中泄露市场成员私有信息或在交易进行中临时修改出清规则或设立修正系数(电力调度机构依据电网安全校核规则调整的除外)。

第四十四条 组织方式。交易组织以年度交易和月度交易为主，辅以周等日以上交易，特殊情况下也可以开展多年度或季度交易;交易价格主要采用双边协商、集中竞价(撮合)和挂牌三种方式确定，互保交易按照约定的互保电价结算。

第四十五条 安全校核和调整。同一周期内(年度、季度和月度)采用多种定价方式的，不同定价方式(双边协商、集中竞价(撮合)交易和挂牌交易)形成的交易结果必须同时进行安全校核。校核不通过时，由电力交易机构按照交易组织时间逆序进行调整;安全校核通过后，形成正式交易结果并公布，相关各方据此签订交易合同。

第四十六条 交易角色。任何一次交易组织中(年度、季度或月度等)，同一市场主体不应同时开展购电和售电交易，只能二者选其一。购、售双方在挂牌交易期间只进行一次挂牌申报，但可以摘牌多笔挂牌电量。

第四十七条 年度优先发电交易计划确定：原则上每年 12 月 1 日前，自治区经信委确定下一年度优先发电计划，电力交易机构按照已确定的年度优先发电计划，组织发电企业与电网企业签订区域内年度优先发电合同。如在规定的时间内仍未确定的，由电力调度机构参考历史情况测算，预留足够的优先发电空间，确保市场交易正常进行。

第二节 交易时序安排

第四十八条 开展年度交易遵循以下原则和时序：首先确定跨省跨区中的国家指令性计划、政府间协议等优先发电，其次确定区域内优先发电，然后开展年度市场化交易，最后确定燃煤发电企业基数电量。

(一)年度交易以年度双边协商、年度集中竞价(撮合)和年度挂牌交易顺序组织;年度交易可按新能源打捆比例开展交易;水电机组可视实际情况分月或按阶段打捆参与;

(二)电力交易机构在各类年度交易结束后，根据经安全校核后的交易结果，于 12 月底前将优先发电合同、基数电量合同、直接交易合同、跨省跨区交易和合同电量转让交易结果进行汇总，发布年度汇总后的交易结果和分项交易结果。电力调度按该交易结果合理安排电网运行方式，保障交易结果的执行。

第四十九条 开展月度交易遵循的原则和时序：

(一)在年度合同进行月度分解的基础上，首先开展月度双边协商交易，原则上只能对次月电量进行交易(或年度合同后续月份的分解电量之外的电量进行交易);其次开展月度集中竞价 29 (撮合)交易、月度挂牌交易。如果月度双边协商已满足全部交易需求，则可不开展月度集中竞价(撮合)、月度挂牌交易;

(二)月度交易不进行新能源打捆，水电机组可单独或打捆参与交易。

第五十条 季度交易可按月度交易原则及时序与月度交易一并组织开展。

第五十一条 月度合同电量转让交易主要通过双边协商交易、集中竞价(撮合)和挂牌交易三种方式开展。合同电量转让交易原则上应早于月度合同执行前 3 日开展，市场主体已签订购售合同后即可进行转让。每月 15 日前(遇节假日顺延至下 1 工作日)，市场主体应对年度交易的次月分月意向再次进行申报和确认，并以此次申报作为结算、考核的基准。

第三节 年度交易准备

第五十二条 每年年底，综合考虑新疆区域总体经济发展形势、经济结构、投资与消费增长等，合理预测次年电力电量需求，确定区域内年度优先发电量规模。分别确定国网新疆电力公司经营区域内发电量规模(含调试电量等)、局域电网发电量(含兵团、石油、水利等)、自备电厂自发自用发电量、孤网运行发电量等。

(一)预测跨省跨区送受电规模：每年年底，交易机构根据国家指令性计划、政府间协议等预测全疆外送电量规模;

(二)预测区域内发用电规模：每年年底，由电网企业、售电公司、参加直接交易的电力用户、参加替代调峰交易的企业等在 11 月 10 日前上报下一年度的用电量规模预测等，结合电网安 30 全、供需形势、电源结构、合理测算区域内发用电总体规模，测算区域内用电规模;

(三)确定跨省跨区优先发电：首先确定跨省跨区送受电计划中国家计划、地方政府协议(电力援疆协议)电量优先发电;配套电源优先确定配套新能源发电量，其次确定配套火电发电量;电力援疆的电量确定和分配原则应按照自治区确定的相关政策执行;

(四)确定新疆区域内优先发电量规模。自治区经信委结合电网安全、供需形势、电源结构等，科学安排区域内优先发电。安排规划内的风电、光伏、生物质能等新能源以及新能源调峰机组优先发电;安排调峰调频(满足调峰调频和电网安全)电量优先发电;安排热电联产机组“以热定电”优先发电;安排不可调节水电、调节性水电等清洁能源优先发电(按照同流域内水电机组弃水率大体相当的原则确定);安排余热余压余气等资源综合利用电厂优先发电;安排火电机组防冻电量、调试、试运行电量及燃气发电优先发电;

(五)按照相关规定，确定年度市场化电量，开展年度双边协商交易、年度集中竞价(撮合)交易、年度挂牌交易;

(六)确定燃煤发电机组基数电量。根据新疆区域年度发电预测情况，减去上述环节优先发电和年度交易结果后，如果不参与市场用户仍有购电需求，则该部分需求在燃煤发电企业中分配，作为年度基数电量。第五十三条 电网企业通过电力交易平台发布已核准(批复)的输配电价格等价格政策。

第五十四条 根据确定的区域内发电企业(或机组)优先发电计划，在每年年度直接交易开始前签订厂网间年度优先发电交易合同。

第四节 年度双边协商交易第五十五条 年度双边协商交易主要开展区域内直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易等。

第五十六条 参加年度双边协商交易的市场主体为符合准入条件的发电企业、电力用户、售电公司和独立的辅助服务提供者。

第五十七条 年度交易开闭市时间一般不进行调整，如有需要调整，需经新疆电力市场管理委员会表决通过可临时调整开闭市时间，同时应提前 5 日向市场主体公告开闭市时间调整事宜。

第五十八条 每年 12 月 5 日前，电力调度机构向电力交易机构提供下一年度主要输电设备停电检修计划(含相应调度机构直调发电机组，按照年度计划分解到月)、次年各输电通道输电能力(分解到月)、次年电网运行方式，电力交易机构汇总后发布。12 月 10 日前的最后一个工作日，电力交易机构通过电力交易平台发布次年市场交易相关市场信息和交易公告，包括但不限于：

(一)次年主要输电设备停电检修计划(分解到月);

(二)次年相关交易输电通道剩余可用输送能力情况(分解到月);(三)次年新疆区域内全社会、省统调口径电力电量供需预测;(四)次年参与市场用户年度总需求及分月需求预测;(五)次年已确定的新疆区域内优先发电合同交易电量计划 32 及输电通道安排(分解到月);(六)交易资格要求、交易预计规模、年度双边协商交易安排等;(七)已注册市场主体的基本信息及信用等级评价信息。

第五十九条 公告发布后的第 5 日内，交易开市。市场交易主体经过双边协商分别形成交易意向协议并签订书面合同。签订的交易意向协议应包括年度总量及各月分解电量、交易价格、新能源打捆场站名单(打捆比例不超过已确定的比例)、水电站参与名单。交易意向协议应通过电力交易平台提交至电力交易机构。交易开市的持续时间原则上不超过 2 天。

第六十条 开展交易时，先售电方(购电方)登录交易平台，按照规定格式录入信息;后购电方(售电方)登录交易平台确认售电方(购电方)信息，交易即可达成。 闭市前，双方可在任意时间修改交易意向，签订协议，登陆交易平台修改及确认。

第六十一条 在交易闭市后 1 日内，电力交易机构依据发电机组能力和通道输电能力对购、售电方确认后的信息向进行审核和汇总，形成无约束出清结果，并通过交易平台进行发布。

第六十二条 年度仅组织双边协商交易的，电力调度机构在 5 个工作日内完成校核，并将具体校核意见提交电力交易机构;如还需组织其他年度交易的，待整体年度交易完成后统一校核。

第六十三条 安全校核通过后，电力交易机构于 1 日内发布交易结果，包括但不限于：

(一)各市场主体达成的交易结果;

(二)安全校核情况，电量调减有关信息和简要原因。

第六十四条 市场主体对交易结果有异议的，在交易结果发布当日向电力交易机构提出质疑，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在交易结果发布当日通过电力交易平台反馈成交确认信息，逾期不反馈视为无意见。

第六十五条 交易结果确认后，由电力交易平台自动生成年度双边直接交易、年度双边合同电量转让交易(意向书)等，相关市场主体应在成交信息发布后的 3 日内通过新疆电力交易平台签订电子合同(意向书)。逾期未签订合同的取消本次交易资格。

第五节 年度集中竞价(撮合)交易

第六十六条 年度集中竞价(撮合)交易主要开展区域内直接交易、合同电量转让交易、新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易等。

第六十七条 每年 12 月 20 日前，在年度双边协商交易闭市后，电力交易机构通过电力交易平台发布次年集中竞价(撮合)交易相关市场信息和交易公告，包括但不限于：

(一)交易开闭市时间;

(二)次年主要输电设备停电检修计划(分解到月);

(三)次年关键交易输电通道剩余可用输送能力情况(分解到月);

(四)次年新疆区域内全社会、省统调口径电力电量供需预测;

(五)次年已完成的新疆区域内优先发电合同交易电量计划 34 及输电通道安排(分解到月);

(六)次年新疆区域内集中竞价(撮合)交易电量需求预测;

(七)年度双边协商交易的无约束出清情况;

(八)次年参与市场用户年度总需求及分月需求预测;

(九)已注册市场主体的基本信息及信用等级评价信息。

第六十八条 年度集中竞价(撮合)交易的交易公告可与年度双边协商交易市场信息和交易公告一并发布，也可另行发布。

第六十九条 年度集中竞价(撮合)交易开始后，购电方(售电方)相关市场主体通过电力交易平台申报分解至月度的购、售电需求，申报内容包括售电方、购电方的电量和电价，可分段申报电量、电价，最多不超过 5 段，总电量应在发电能力之内。交易平台对申报数据进行确认，并以申报截止前最后一次的有效申报作为最终申报，原则上应分月申报、分月成交，市场主体对所申报的数据负责。

第七十条 电力交易机构在年度集中竞价(撮合)交易闭市后 1 个工作日内，依据发电机组能力和通道输电能力对交易结果进行审核、汇总，形成无约束出清结果，并通过交易平台进行发布。

第七十一条 年度仅组织双边协商交易和集中竞价(撮合)交易的，电力调度机构在 5 个工作日内完成校核，并将具体校核意见提交电力交易机构;如还需组织其他年度交易的，待整体年度交易完成后统一校核。

第七十二条 安全校核通过后，电力交易机构于 1 日内发布年交易结果。发布内容包括但不限于： 35 (一)各市场主体达成的交易结果(分解到月);(二)安全校核情况，电量调减有关信息和简要原因。

第七十三条 市场主体对交易结果有异议的，应当在交易结果发布当日向电力交易机构反馈，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在交易结果发布当日通过电力交易平台反馈成交确认信息，逾期不反馈视为无意见。

第七十四条 交易结果确认后，由电力交易平台自动生成年度集中竞价(撮合)交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的 3 日内通过电力交易平台签订电子合同。逾期未签订合同的取消本次交易资格。

第七十五条 年度集中竞价(撮合)交易的新能源打捆比例按已确定的执行，由电力交易机构按照新能源发电企业(水电企业)申报和校核情况进行匹配，与最终交易结果一同发布。鼓励年度集中竞价(撮合)交易进行新能源打捆;鼓励水电企业部分时段打捆参与交易。

第六节 年度挂牌交易第

七十六条 年度挂牌交易主要开展新疆区域内直接交易、合同电量转让交易、新能源发电企业与自备电厂调峰替代交易等。

第七十七条 根据市场交易情况，由电力交易机构统一组织年度挂牌交易，根据年度双边协商、集中竞价(撮合)交易无约束出清结果确定挂牌交易上限。

第七十八条 每年 12 月 23 日前，在年度集中竞价(撮合) 36 交易闭市后，电力交易机构通过电力交易平台发布次年挂牌交易相关市场信息和交易公告，包括但不限于：

(一)交易开闭市时间;

(二)次年主要输电设备停电检修计划(分解到月);

(三)次年关键交易输电通道剩余可用输送能力情况(分解到月);

(四)次年新疆区域内全社会、省统调口径电力电量供需预测;

(五)次年参与市场用户年度总需求及分月需求预测;

(六)次年已完成的新疆区域内优先发电合同交易电量计划及输电通道安排(分解到月);

(七)次年区域内挂牌交易电量需求预测;

(八)年度双边协商交易、年度集中竞价(撮合)交易的无约束出清情况;

(九)已注册市场主体的基本信息及信用等级评价信息。

第七十九条 年度集中竞价(撮合)交易闭市后的第 1 个工作日，挂牌交易开市，并在当日内完成。购、售双方通过电力交易平台提交挂牌申请，按照规定格式录入购、售电需求电量、电价、违约电量赔偿标准等信息。在挂牌交易期间，购、售双方原则上只能进行一次挂牌申报，但可以交易多笔挂牌电量。如果同一笔挂牌电量被多家交易，则按照摘牌申报时间或申报电量比例分配后依序形成合同。

(一)市场主体申报总电量应不超过挂牌交易上限，售电方市场主体还需考虑其完成各类合同电量后的交易空间，应不超过其自身发电能力;

(二)按照“时间优先”原则申报交易意愿，购、售双方申报意愿达到挂牌上限后，电力交易平台关闭挂牌交易申报;购、售双方申报意愿未达到挂牌上限，按照开市到闭市总体时间段为原则申报交易意愿，达到闭市公示的时间后，电力交易平台关闭挂牌交易申报;

(三)挂牌交易闭市后，电力交易机构在 1 日内对摘牌意向进行汇总，形成无约束交易出清结果，并提交电力调度机构与其他年度交易一并进行安全校核。

第八十条 调度机构应在挂牌交易结束的 5 个工作日内完成校核，并向电力交易机构提交整体校核意见。

第八十一条 安全校核通过后，电力交易机构于 1 日内发布挂牌交易结果(同时发布年度其他交易结果)。发布内容包括但不限于：

(一)各市场主体达成的交易结果(分解到月);

(二)安全校核情况，电量调减有关信息和简要原因。

第八十二条 市场主体对交易结果有异议的，应当在交易结果发布当日向电力交易机构反馈，由电力交易机构会同电力调度机构在当日给予解释。市场主体对交易结果无异议的，应当在交易结果发布当日通过电力交易平台反馈成交确认信息，逾期不反馈视为无意见。

第八十三条 交易结果确认后，由电力交易平台自动生成年度挂牌交易合同，相关市场主体应当在成交信息发布后的 3 日内通过电力交易平台签订电子合同。逾期未签订合同的取消本次交易资格。

第八十四条 年度挂牌交易新能源打捆比例按已确定的比例 38 执行，并由电力交易机构按照新能源发电企业申报和校核情况进行匹配，与最终交易结果一同发布。鼓励年度挂牌交易进行新能源打捆。

第七节 月度交易准备

第八十五条 根据区域内电量实际需求变化、次月年度(双边、集中、挂牌出清结果)分月交易计划与预测的偏差等情况，预测月度市场电量规模。如年度分月计划交易已满足次月市场需求，可不开展次月的月度交易。

第八十六条 月度交易品种主要包括直接交易、跨省跨区交易、合同电量转让交易等。月度交易电量包括但不局限于年度交易安全校核调减的购(售)电量、购(售)电方在上一次交易中未购足的电量、符合准入条件的新增电量、年度分月及月度内需转让的电量。

第八十七条 月度交易包括双边协商交易、集中竞价(撮合)交易或挂牌交易。月度交易暂不进行新能源打捆交易(跨区跨省外送电除外)，鼓励水电企业参与交易。原则上市场主体应明确月内多日(含周交易)电量计划，经安全校核通过后，形成正式交易结果。